浙江发改委：2020年可再生能源装机达2010万千瓦 重点发展海上风电（附规划）

四、主要任务

（一）构建清洁、多元的电源保障体系

切实落实电力供给侧结构性改革，新增电源以非化石能源装机为主，构建清洁、高效、多元的电力保障体系。“十三五”期间，新建装机1520万千瓦左右，其中新建非化石能源装机1330万千瓦左右，占新建总装机的88%左右。到2020年，我省境内电力装机容量达到9400万千瓦左右，其中，核电装机907万千瓦、占总容量的9.7%，气电装机1250万千瓦、占总容量的13.3%，抽水蓄能装机493万千瓦、占总容量的5.2%，常规水电装机704万千瓦、占总容量的7.5%，煤电装机4635万千瓦、占总容量的49.3%，风电等非水可再生能源发电装机1310万千瓦、占总容量的13.9%，余热余压发电装机100万千瓦、占总容量的1.1%。

1．积极推进煤电超低排放和节能改造

不再上新建煤电项目，调整煤电机组内部结构，全面关停30万千瓦以下燃煤纯凝机组，充分发挥现有超低排放燃煤机组利用率水平。积极推进清洁煤电建设，到2017 年底，全面完成全省30 万千瓦以上共4100万千瓦左右的燃煤机组超低排放改造和节能升级改造。

实施地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动。到2017年底，全省燃煤热电联产机组实现超低排放改造，淘汰全部中温中压及以下参数机组，高温高压及以上背压机组比重超过50%，实现生产运行及烟气污染物排放情况全流程集中监控和远程实时在线监测。强化热电联产规划管理，各市、县（市）应抓紧编制或修订完善本地区热电联产规划或工业园区热电联产规划，禁止规划新增企业自备燃煤热源点。集中供热区域内所有分散燃煤锅炉，应在2017年底前全部淘汰关停。

2．创造条件有序推进核电安全发展

按照国家建设沿海核电基地的总体部署，采取国际最高安全标准、确保安全，选用国际先进的第三代核电技术建设核电站，并为全国提供先进核电技术示范。加快建成三门核电一期，积极推进三门核电二期、三期，三澳核电一期的开工建设，创造条件有序推进象山核电、三澳核电二期前期工作，保护龙游核电厂址。深化海岛核电研究，适时启动第四代核电（高温气冷堆）厂址适应性研究。探索我国沿海地区核电与地区融合发展的新方式。到2020年，建成三门核电一期250万千瓦，全省核电装机达到907万千瓦。

3．合理配置抽水蓄能等调峰电源

充分利用站址资源丰富的优势，推动抽水蓄能等调峰电源与区外来电、核电和可再生能源等协调优化运行。按照国家批准的“推五备四”规划，加快推进抽水蓄能电站建设，探索开展抽水蓄能开发权招投标试点。“十三五”期间，建成仙居抽水蓄能电站150万千瓦，力争建成长龙山抽水蓄能电站首台机组35万千瓦。到2020年，全省抽水蓄能发电装机达到493万千瓦左右。力争开工宁海、缙云等抽水蓄能电站。

4．大力推进可再生能源健康发展

提高可再生能源发展质量和规模，大力推进可再生能源综合利用基地建设，新增可再生能源装机900万千瓦左右，占新增总装机的59%左右。到2020年，可再生能源装机达到2010万千瓦左右，占电力装机比重21%左右。其中，水电700万千瓦左右，风电400万千瓦左右，光伏发电800万千瓦左右，生物质发电110万千瓦左右。

——着力实施水电增效扩容更新改造，坚持经济效益与社会效益、环境效益的统一。

——积极发展光伏发电。“十三五”期间，新增光伏发电600万千瓦左右。落实国家“光伏领跑者”计划，推进分布式光伏发电应用示范区建设，加大光伏扶贫力度，重点实施装机规模300万千瓦左右的百万家庭屋顶光伏工程，其中光伏小康工程装机规模120万千瓦左右。因地制宜发展互补型光伏电站，推广太阳能、农业（渔业）、旅游业、科普等资源综合开发利用发展新模式。

——重点发展海上风电。按照“统筹规划、分类指导、有序建设”的原则，“十三五”期间，新增风电300万千瓦左右。重点建成普陀6#、嘉兴1#、嘉兴2#等海上风电。

——因地制宜发展生物质能。在农作物主产区和资源丰富的地方有序建设生物质发电项目10万千瓦左右，鼓励生物质成型燃料供热项目的应用，推进生物质和沼气集中供气。

——加快海洋能技术创新示范。建成林东模块化大型海洋潮流能发电机组等2 个以上海洋能示范项目。

5．适度推进天然气发电和分布式发展

充分发挥现有天然气发电机组的调峰作用，适时建立调峰成本合理补偿机制。提高天然气热电联产机组的利用率，淘汰关停其供热区域内所有分散锅炉。积极推广新增用能区域和用户实施热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用，因地制宜推广应用天然气分布式热电冷三联供。到2020年，气电装机达到1250万千瓦左右。

6．建立协商机制合理接纳区外来电

“十三五”时期，新增宁夏灵州—浙江绍兴±800千伏特高压直流。统筹协调外购电和省内电源，完善跨省跨区电力交易机制，协商确定区外来电的年度电量、电力、电价执行方案，探索建立区外来电峰谷电价机制及辅助服务补偿机制。区外来电电价不高于省内煤电标杆上网电价，区外火电发电利用小时不高于省内煤电机组发电利用小时，区外来电购电量占全社会用电量比重不高于20%。到2020年，外购电力规模达到3240万千瓦左右，占全社会最高负荷比重达40%左右，其中区外来电2240万千瓦左右，占比28%左右；外购电量规模达到1450亿千瓦时左右，占全社会用电量比重达34%左右，其中区外来电840亿千瓦时左右，占比20%左右。

（二）构建安全、智能的现代电网系统

不断加强电网建设，建成以中西部特高压站和东部火电、核电电源基地为支撑，交直流互备、水火核电互济、东西互供、南北贯通的500千伏骨干网，完善以目标网架为导向、分区清晰的220千伏主干网，建设城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的现代配电网，构建安全、智能的现代电网系统，实现电动汽车等多元化负荷全接入和光伏发电等清洁能源全消纳。

1．完善交直流互备的特高压电网

建成宁夏灵州—浙江绍兴±800千伏特高压直流换流站，形成“两交两直”特高压网架。到2020年，浙江省建成1000千伏特高压变电站3座、变电容量2400万千伏安，特高压交流输电线路1185公里，±800千伏特高压直流换流站2座、容量1600万千瓦，特高压直流输电线路527公里。

2．构筑网源协调的500千伏电网

加强500千伏骨干网架建设，形成以特高压站和沿海电源群为支撑，脉络清晰的浙北、浙中、浙南三个区域电网。“十三五”期间，新建500千伏变电站13座、扩建500千伏主变25台，新增500千伏变电容量4155万千伏安，新建及改造线路长度2057公里。到2020年，浙江省将拥有500千伏变电站52座，变电总容量12660万千伏安，线路长度10141公里。

3．优化安全灵活的220千伏电网

加快220千伏主干网建设。“十三五”期间，新建220千伏变电站84座，扩建43座，整体改造变电站12座，退役1座，新增变电容量5016万千伏安，新增线路长度6411公里。到2020年，浙江省220千伏变电站375座，变电总容量16980万千伏安，线路长度22553公里。

4．全面实施配电网建设改造

进一步加大配电网建设改造力度，到2020年，完成配电网投资800亿元以上。110千伏新建变电站383座，新增变电容量4513万千瓦，新增及改造线路长度7285 公里；35千伏新、扩建变电站47座，新增变电容量139万千瓦，新增及改造线路长度1633公里；10（20）千伏新增配变99928台，新增配变容量3275万千瓦，新增及改造线路长度57995公里；0.38千伏新增及改造线路长度28411公里。中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.991%，用户年均停电时间不超过0.8小时，供电质量达到国际先进水平；城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到99.957%以上，用户年均停电时间不超过3.8小时，保障地区经济社会快速发展；全面解决乡村及偏远地区电网薄弱问题，户均配变容量不低于2.5千伏安，有效保障民生用电。

（三）构建高效、低碳的电力消费格局

以全面提升电力系统效率为目标，实施电力需求侧响应示范工程和电能替代工程，实现供给侧和需求侧高度融合发展，逐步构建高效、低碳的电力消费体系。

1．鼓励实施电力需求侧响应示范工程

构筑电源、电网、用户、储能协调发展的电力供给和消费体系，大力发展分布式能源，提高电网调峰能力和电力配置效率。探索推进电力需求侧响应示范工程，推广智能用电小区、智能用电楼宇、智能用电园区以及能效电厂等示范项目。探索灵活多样的市场化交易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则。努力实现削峰填谷，力争到2020年形成占全社会最高负荷2%左右的需求侧机动调峰能力。

2．加快实施电能替代工程

提升能源利用清洁化水平，实施电能替代工程。加快推进工业、交通、商业和城乡居民生活等各领域的电能替代，大力推广电动汽车、港口岸电、电锅（窑）炉、冰蓄冷、电采暖、家庭电气化及厨炊等电能替代，力争增供负荷300万千瓦左右，增供电量120亿千瓦时以上，占2020年全社会用电量的2.8%以上。

3．全力推进电动汽车充电基础设施建设

按照“桩站先行、适度超前”的总要求，分类有序推进电动汽车充电基础设施发展，努力构建满足需求、布局合理、功能完善、使用便捷的充电基础设施体系。到2020年，新建集中式充换电站800座以上、分散式充电桩21万个以上，具备满足23万辆以上电动汽车充电需求的能力。其中，新建公共服务领域专用充换电站400座以上；新建用户自用充电桩19.8万个以上，以满足基本充电需求；新建各类公用充换电站240座以上、公用充电桩1.2万个以上，以满足补充充电需求；实现全省高速公路服务区电动汽车快充站全覆盖，新增超过160座城际快充站，以满足城际出行需求。

（四）构建创新、融合的电力科技体系